缆式投捞电泵技术及在海上平台的应用

杨 子,贺智杰,刘国振,龙江桥,陈钦伟

中海石油(中国)有限公司天津分公司

0 引言

潜油电泵是渤海油田主要的人工举升方式，其产量比例高达90%左右[1-2],但潜油电泵故障率高，检泵周期短[3]。常规检泵作业需要利用修井机进行动管柱作业，井控风险高，洗压井作业中外来流体会对地层压力衰减的油藏造成伤害[4-5]。常规电动潜油螺杆泵在下泵和起泵作业时，都是使用电缆保护器将动力电缆固定在油管外壁上，动力电缆、潜油电机机组和螺杆泵随油管一起下入和起出[6]。对于未配备修井机的平台只能借助钻井平台的支持才能完成检泵作业[7]。应用缆式投捞电泵技术恰能解决此难题，实现了不动管柱检泵作业的功能[8]，且能较快恢复油田生产。

1 技术概况及关键工具

缆式投捞电泵技术可以用电缆或钢丝将电泵机组顺着油管内下入，通过电潜泵机组和生产油管上的湿接头内筒及外筒与电缆互连，传输地面的电力至电潜泵机组，实现井筒液体的传递[9]。

1.1 湿接头系统

湿接头系统可以在井筒液体环境中实现内筒与外筒的有效对接，其结构如图1所示。下伸缩短节的上端插入上伸缩短节的下端并通过销钉固定，下伸缩短节的下端插入工作筒上端固定。

图1 湿接头结构示意图

1.2 悬挂系统

悬挂系统能使电潜泵悬挂固定在油管内，并能保障内筒与外筒的密封性。中心管外侧安装内筒和外筒，在中心管和外筒之间设置有工作通道，内筒插入工作通道内并通过固定销与外筒固定。悬挂外筒及悬挂内筒结构如图2和图3所示。

图2 悬挂外筒结构示意图

图3 悬挂内筒结构示意图

1.3 收缩补偿系统

在正常运转时，两个伸缩筒之间能实现径向旋转，轴向也能上下相对移动，目的在于最大程度规避电泵运转震动对湿接头的影响。

2 技术应用

QHD-X井是一口水源井，该井启泵投产后，日产水1 000 m3，油压1.0 MPa，水嘴Ø17.7 mm，频率38 Hz。由于该区块投产初期油田综合含水较低，生产水无法满足本油田注水需求，为满足该区块注水需求,遂计划实施换大泵作业。油田需求注水量为2 500 m3，本次设计日产液量为2 500 m3。该井于2019年实施了换大泵作业，并依托钻井平台作为作业支持船成功应用了缆式投捞电泵作业。修井后管柱如图4所示。

图4 QHD-X井修井后管柱示意图

该井顺利投产后，井下机组运行参数平稳，日产液量可达2 500 m3，完全满足该区块的注水需求。

3 关键技术

3.1 井下安全阀的优选及下入深度确定

井下安全阀是一种安放于井筒内的连接于油管上设定位置的安全装置，在井口装置失控时防止井喷和污染环境，保证油井生产安全[10]。在海上油田生产井、水源井和注水井中，为充分保障井下生产安全，运用常规的井下安全阀即可满足作业要求，下入深度通常是160 m左右。而考虑到QHD-X井有较强的自溢能力，后期要满足日产液2 500 m3的需求，且随投捞外层管柱下入，遂引入应用了Ø71.45 mm深井井下安全阀，并对其下入深度进行了校核，完全满足作业要求。

井下安全阀在井下的最大安全下入深度计算公式为：

(1)

式中：MD—下入深度，m；SF—安全系数；CP—安全阀关闭压力，MPa；G—控制液的压力梯度，MPa/m。

3.2 投捞系统外管优选

海上油田常用的Ø177.80 mm套管接箍尺寸为Ø196.0 mm，而Ø244.48 mm套管内径为220.5 mm，考虑到要在Ø244.48 mm套管内部下入投捞电泵,Ø177.80 mm套管的外层管柱还得要用到复合动力电缆护罩，其Ø177.80 mm套管与Ø244.48 mm套管单边最大间隙仅有24.5 mm，是不满足作业条件的。遂对Ø177.80 mm套管接箍进行了特殊加工处理，处理后其接箍外径为187.32 mm，可满足下对应复合动力电缆护罩的要求。

4 经济效益评价

4.1 作业成本对比

若按照只实施修一口井的作业成本核算，不包括机组租赁费，结合实际作业情况有以下分析：

(1)第一次作业无修井机电缆投捞电泵较钻井船常规动管柱作业费用高，主要为器材费用。

(2)无修井机电缆投捞电泵管柱后续由电缆作业，作业成本较低，而利用钻井平台配合动管柱作业则费用较高。

(3)电缆投捞电泵作业灵活性强，若机组故障后即可第一时间选泵、送料出海、现场施工作业，而钻井平台作业则需要提前协调平台资源、值班船等配合资源，甚至得择机选择合适的作业窗口等，其不确定性较强，且等待时间较长。

4.2 产量效益对比

(1)井下机组故障后，电缆投捞电泵井可第一时间选泵、送料出海、开始作业，躺井周期可控制在13 d内；而钻井平台作业则受各项作业资源、费用审批周期、经济及环境评价、作业许可办理等各项因素影响，躺井周期可能会超过180 d。故障井躺井时间越长，生产井产能损失越大，需钻井平台作业井产量损失是电缆投捞井十余倍之多。

(2)电缆投捞电泵作业周期仅需1～2 d，且可根据海况、船舶资源等即时灵活调整，而钻井平台作业周期长，需要拖航、就位、压载、作业、卸载、拔桩、降船等诸多环节，整体作业周期可能会超过10 d，且还未考虑气象及军事活动等不确定因素影响。

(3)缆式投捞电泵作业不需压井，最大程度减小了对储层伤害情况的发生概率，投产恢复较快，同时节省了油化药剂费用，有利于降本增效。

5 结论

(1)缆式投捞电泵技术的成功应用，无需将原井生产管柱及井下工具等起出更换或复检，减少了起下钻工期和规避了洗压井可能造成的储层伤害，有利于提质增效。

(2)针对产量小、经济效益低但是具有开发价值的新开发油田，采用电缆投捞电泵工艺，可最大程度节约作业成本；而针对现有无修井机但有较为充足甲板面积的平台，可应用电缆投捞电泵工艺，节约后期生产操作费用。

(3)缆式投捞电泵技术可与无人驻守井口简易平台有效结合，提高现场作业效率，以最大程度恢复挖潜生产井产能，在保障增储上产的同时，为海上油田的深度开发提供了新思路，具有较高的应用价值。